Буровой раствор

-Ю 3 ИЗОБРЕТЕН ОП ПАТЕНТУ епьский отке сероН.П Левтельскии и отке сероКомитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам(71) Волго-Уральский научно-исследовпроектный институт по добыче и перераводородсодержащих газов(72) Гапян ДА Черняховский АИ., Чадиншин В.Н.(73) Волго-Уральский научно-исспедовпроектный институт по добыче и перера водородсодержащих газов(7) Буровой раствор содержит, мас%: глину 8 - 20; каустическую соду 0,1 - 0,3; понизитель вязкости 0,5 - 2,0; хлористый натрий 10 - 26; карбоалюмилон 1,0 - ЗХЬефть 5,0 - 15,0; воду - остальное Карбоалюмилон представляет собой карбоксиметипцеллюпозу, модифицированную серн о кислым алюминием в гркутствии трилона Б. 2 табл0,5-2.010-26 Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и предназначено для промывки ствола скважин всложных геологических условиях.Цель - повышение эмульгирующих и ингибирующих свойств бурового раствора,Буровой раствор включает ингредиентыпри следующем их соотношении, масГлина 8 - 20Каустическаясода 0,1-0,3Кальцинированная сода 0,5 - 1,0Понизитель вязкостиХлористый натрийКарбоксиметилцеллюлоза. модифицированная сернокислым алюминием в присутствиитрилона Б 1,0-3,0Нефть 5,0 - 15Вода ОстальноеВ качестве понизителя вязкости могутбыть использованы ССБ, ФХЛС, КССБ идругие реагенты,Приготавливают раствор путем смешивания ингредиентов.П р и м е р 1. Навеску глины в количестве 80 г диспергируют в 749 г воды, затемпостоянно перемешивая раствор, вводят 1 гкаустической соды; 5 г кальцинированнойсоды; 100 г хлористого натрия; 5 г ФХЛС; 10г карбо;люмилона; 50 г нефти. Смесь компонентов бурового раствора перемешиваютв течение 2 ч на высокооборотной мешалке,после чего замеряют технологические параметры и определяют ингибирующие свойства раствора (опыт 7 табл. 1).П р и м е р 2. Навеску глины в количестве 140 г диспергируют в 538 г воды, затемдобавляют при перемешивании 2 г каустической соды; 7,5 г кальцинированной соды;180 г хлористого натрия; 12,5 г ССБ; 20 гкарбоалюмилона; 100 г нефти. Раствор перемешивают в течение 2 ч (опыт М 11, табл.1),Аналогичным образом были приготовлены данные составы буровых растворов(опыты М 7 - 15, табл, М 1).Известные составы растворов готовилитак же. используя вместо карбоалюмилонаКМЦ 85/700 (оп, М 1 - 6 табл. М 1),Для измерения технологических показателей приготовленных растворов (плотности - р, условной вязкости ув;пластической вязкости - д, статического напряжения сдвига - СНС, динамического напряжения сдвига - т, водоотдачи - В и рН)использовались стандартные приборы и методики в соответствии с РД 39-2-45-82.По сравнению технологических показателей судят о качестве бурового раствора.Ингибирующие свойства известного иданного буровых растворов оценивались повлиянию их фильтратов на набухание глин ипо степени диспергируемости фазы (табл, 1,10 2)Набухание бентонита в фильтрате раствора замеряли на приборе конструкцииЖигача-Ярова. Через 24 ч определяли показатель набухания К 2, см /г и среднююза весь процзесс скорость набухания Юср 10,см /Гч,эПоказатель набухания К 2 показывает,какое количество жидкости набухания (всмэ) связывает 1 г глинистых минералов илиглинистых пород и рассчитывается по формуле:ЧК 2 =где Ч - объем жидкости набухания, см;3,гп - вес пробы, г.П р и м е р 1. Навеску бентонита вколичестве 10 г в цилиндре прибора конструкции Жигача-Ярова помещают в фильтрат 30 исследуемого бурового раствора, предварительно замерив денсиметром его плотность (плотность фильтрата данного раствора 1,075 г/см и выдерживают в течение 24 ч, По истечении укаэанного времени опреде ляют вес бентонита после набухания, Весбентонита после 24 ч набухания равен 13,87 г, Количество жидкости набухания в пробе составляет 13,87 - 10 г - 3,87 г.Объем жидкости набухания40Чж =35 см1,075 г/см45 отсюдаК 2 = - = 0,360 см /г;36 см 310 г50 10 з 0,360 см /г 1024 чсм /г ч(опыт 7 табл. М 1).Аналогичным образом определяли по 55 казатель набухания для остальных составовбуровых растворов табл. М 1.Степень диспергируемости глинистойфазы определялась по изменению условнойвязкости и статического напряжения сдвигаизвестного и заявляемого буровых раство 200193650 55 ров после контакта с 20 глинистого шлама в течение 1 и 24 ч.Эмульгирующие свойства бурового раствора оценивались по величине отстоя нефти на поверхности раствора через сутки,Результаты исследований показывают, что буровой раствор приобретает лучшие эмульгирующие свойства, суточный отстой нефти на поверхности данного раствора составляет 0-0,3 (оп. М 7 - 15, табл. М 1),Кроме того раствор, содержащий карбоалюмилон, имеет более высокие ингибирующие свойства - скорость набухания бентонита в фильтрате данного раствора 12,92-15 см /г ч, показатель набухания30.310-0,360 см /г (оп. М 7-15 табл. М 1), скорость набухания в фильтрате известного раствора (17,33 - 18,75 см /г ч, показательзнабухания 0,416 - 0,450 см /г (оп, М 1 - 6 табл. Мт 1),Приведенные в табл. 2 данные показывают, что введение 20-",ь к объему раствора глинистого шлама независимо от времени перемешивания не вызывает значительного роста условной вязкости и статического напряжения сдвига (оп. 1 Ф 7-15), что свидетельствует о резком уменьшении диспергирования глинистого шлама по сравнению с известным раствором (оп. М 1 - 6).Опытами М 16-25 табл, М 1 обоснованы верхние и нижние границы концентраций компонентов данного раствора на примере палыгорскитового раствора,При содержании глины менее 8 статическое напряжение сдвига раствора снижается до нуля (оп, М 16), производить утяжеление такого раствора до необходимого удельного веса невозможно.Буровой раствор, содержащий более 20 глины, имеет высокие значения условной вязкости (оп, М 17), для дальнейшей его эксплуатации требуется дополнительная обработка реагентами понизителями вязкости.Содержание каустической соды менее 0.1 в буровом растворе вызывает увеличение фильтрации, так как не обеспечивается эффекта стабилизации (оп, М 18). более 0,3 приводит к повышению вязкости (оп. Мт 19).При содержании кальцинированной соды менее 0,5 статическое напряжение сдвига раствора падает до нуля (оп, М 20), при утяжелении баритом до необходимого удельного веса стабильность данного раствора более 0,06 г/см, что выше допусти 5 10 15 20 25 30 35 40 45 мых значений стабильности для утяжеленных буровыхрастворов.Содержание кальцинированной соды более 1,0 вызывает рост структурно-механических свойств и фильтрации раствора (оп, Мт 21)Содержание карбоалюмилона менее 1 не обеспечивает получения раствора с высокими показателями качества, так раствор обладает не достаточными эмульгирующими свойствами (отстой нефти на поверхности раствора через сутки увеличивается до 1,0 ), кроме того возрастают фильтрация раствора с 7,5 см /30 мин до 12зсм /30 мин, показатель набухания с 0,370 до 0,4 см /г, скорость набухания с 15,4 и доз16,7 см /г ч(оп, %22).Содержание карбоалюмилона более Зфне предлагается ввиду экономической нецелесообразности, так как эмульгирующие свойства раствора остаются без изменений, существенного повышения ингибирующих свойств не вызывает(показатель набухания снижается с 13,54 до 13,46 см /г ч, фильтрация раствора с 8,5 см /30 мин до 6,5зсм /30 мин. (оп. М 23).Кроме того увеличение карбоалюмилона в составе бурового раствора более 3 вызывает рост условной вязкости, требуется дополнительная обработка реагентами понизителями вязкости.Содержание ССБ менее 0,5 не обеспечивает удовлетворительных значений условной вязкости, такой раствор не пригоден для бурения (оп. М 24). более 2 малоэффективно, так как при увеличении добавки ССБ структурно-механические показатели изменяются незначительно (оп. М 25),Применение предлагаемого бурового раствора будет способствовать значительному повышению технико-экономических показателей бурения за счет сокращения расхода химических реагентов. увеличения механической скорости и проходки на долото, предотвращения диспергирования и гидратации глинистых пород.(56) Рязанов Я.Л. Справочник по буровым растворам, М.: Недра, 1979, с. 28. 42.Булатов А.И. и др. Справочник по промывке скважин. М,: Недра, 1984, с, 58.Городков В.Д, Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М,: Недра, 1984, с. 7.Булатов А.И. и др. Промывочные жидкости и тампонажные растворы, Техника, 1974, с. 32, 38,,5 продолжение табл Отстой нефтичерез сутки араметры раствора Ф 10 е,кг/м 1л/ НС, дПа УВ,с льтр. нв наб. тли 0 к Извес тный сост 1,0 3,5 21 5 б дпагаемый сост 6,7,11 12 00 15 Сравнительный сост О.О,0 О,8 109 129 109 129 109 1300 1090 1180 1290 1090 1190 1290 1090 Состав н тенопогические параметры Вуропы растворов 9.18,85 б,б9,7 0,45 0,42 0,45 0,43 0.37 ,325 .37510 2001936 таблица 2 Вликиг глинистого цглама на текнологические параметры буровык растворов Параметры раствора после контакта с глинистым шлемом в течение Мга Добавка тли. р Оа нистого цгласогл, ма, и к табл обьему р.ра 1 ч СНС, дПаЧ Ф 10м/30 м р 10. кг/м, 20 5 6 7 8 9 10 11 18 9 17 1370 1170 1250 20 20 20 20 20 20 21 22 14 15 23 44 1360 12 19 40 1170 16 27 43 1260 1 ЭбО 1180 1260 1370 21 29 1 В 46 20 12 12 Э 6 1 Э 36 38 45 20 20 20 13 15 16 16 14 31 15 Продолгкение табл 2 Параметры раствора после контакта с глинистым шламом е течение 24 Ф 1 Ом/ЭОм рн СНС, дПа УВ,с согл. табл. ДПа мПа с 1 О 1 О 12 21 18 24 12 21 108 175 40 15 44 12 18 615 44 9 8 12 9 1 О 40 42 1 В 46 36 45 38 12 3 9 12 43 65 16 32 38 45 14 15 нием в присутствии трилона Б, при следу ющем соотношении ингредиентов, мас. ф:Глина 8-20 Каустическая сода 0,1-0,3 Кальцинированная сода 0,5 - 1,0 Понизитель вязкости 0,5 - 2,0 50 Хлористый натрий 10- 26Карбоксиметилцеллюлоэа, модифицированная сернокислым алюминием вприсутствии трилона Б 1,0 - 3,0 55 Нефть 5.0 - 15.0Вода Остальное Формула изобретения БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глину, каустическую и кальцинированную соду, понизитель вязкости, хлористый натрий, реагент-стабилизатор на основе карбоксиметилцеллюлоэы, нефть и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения змульгирующих и ингибирующих свойств раствора, он в качестве реагентастабилиэатора содержит карбоалюмилонкарбоксиметилцеллюлозу,модифицированную сернокислым алюми 1170 1360 1170 1360 1170 1370 1170 1250 1360 1170 1260 1360 1180 1260 1370 54 62 56 63 52 59 ЭВ 41 1 О 18 12 19 9 15 3 6 9 9 10 9 15 15 12 1 б 23 9 15 18 40 45 11 22 23 29 23 19 27 29 12 131 160 108 132 57 60 58 39 43 120 160 121 161 100 131 52 55 56 43 Э 9 45 33 36 48 99,569,59108,08,09,08,08.09,06.59,09,0 9 9.5 8,0 9,5 9,0 1 О 8,0 8,0 9.0 6.0 В 9 8,5 9,0 9,0 9,29.159.058,658.98,859,29,159.19,08,958.88,98,858,8 9259.29,058,88.98,89.29,159,19.08.958.88.98.858,6